Главная Коллекция "Otherreferats" Физика и энергетика Расчет параметров, режимов и оборудования электрических сетей

Расчет параметров, режимов и оборудования электрических сетей

Характеристика активных, реактивных и полных мощностей цепей сети. Определение параметров схемы замещения линий и трансформаторов. Расчет величины потерь в линиях и разработка мероприятий по снижению потерь электрической энергии в распределительных сетях.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 29.10.2010
Размер файла 2,4 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Содержание

  • Введение
  • Глава 1. Расчет электрической сети
    • 1.1 Выбор трансформаторов и проводов линий
    • 1.2 Определение параметров схемы замещения линий и трансформаторов
    • 1.3 Определение приведенных к стороне ВН нагрузок трансформаторных подстанций
    • 1.4 Расчет режима разомкнутой сети
    • 1.5 Расчёт режима замкнутой сети
    • 1.6 Расчёт разомкнутой части сети
    • 1.7 Расчёт замкнутой части сети
  • Глава 2. Расчет электрической части подстанции
    • 2.1 Выбор главной схемы электрических соединений подстанций
    • 2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
    • 2.3 Расчет токов короткого замыкания
    • 2.4 Выбор высоковольтных электрических аппаратов РУ и токоведущих частей
    • 2.5 Выбор электроизмерительных трансформаторов тока и напряжения
    • 2.6 Выбор ошиновки распределительных устройств.
    • 2.7 Компоновка распределительных устройств 110 кВ и конструкционная часть
    • 2.8 Компоновка распределительных устройств 10 кВ и конструкционная часть
    • 2.9 Заземляющие устройство подстанции
  • Глава 3. Расчет релейной защиты
    • 3.1 Исходные данные
    • 3.2 Расчет токов КЗ
    • 3.3 Расчет МТЗ линии, которая отходит от шин НН трансформатора
    • 3.4 Расчет уставок защиты трансформатора
    • 3.5 Определение числа витков обмоток реле ДЗТ-11
    • 3.6 Краткое описание ДЗТ 11
    • 3.7 Защита от перегрузки
    • 3.8 Защита от повреждений внутри трансформатора
  • Глава 4. Расчет величины потерь в линиях (трансформаторах) и разработка мероприятий по снижению
    • 4.1 Расчет потерь в линиях электропередач
    • 4.2 Расчет потерь в трансформаторах
    • 4.3 Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в распределительных сетях
      • 4.3.1 Оптимизация схемных режимов
      • 4.3.2 Перевод электрической сети (участков сети) на более высокий класс напряжения
      • 4.3.3 Компенсация реактивной мощности
      • 4.3.4 Регулирование напряжения в линиях электропередачи
      • 4.3.5 Применение современного электротехнического оборудования, отвечающего требованиям энергосбережения
      • 4.3.6 Снижение расхода электроэнергии на «собственные нужды» электроустановок
      • 4.3.7 Внедрение автоматизации и дистанционного управления электрическими распределительными сетями напряжением 6-20 кВ
  • Выводы
  • Литература

Введение

На современном этапе развития общества в условиях научно-технического прогресса непрерывно возрастает потребность в использовании качественной электроэнергии и бесперебойного ее предоставления потребителям. В связи с переходом к рыночной экономике, возникла необходимость повысить эффективность управления энергопотреблением, поскольку это отвечает экономическим интересам поставщиков и потребителей электроэнергии. Одним из направлений решения данной задачи является точный контроль и учет электроэнергии.

Новые экономические отношения в сфере управления энергопотреблением проявляются в формировании единого рынка электроэнергии. Исходя из выше сказанного, рынок электроэнергии должен представлять собой многокомпонентный механизм согласования экономических интересов поставщиков и потребителей электроэнергии.

Одним из самых важных компонентов рынка электроэнергии является его инструментальное обеспечение, которое представляет собой совокупность систем, приборов, устройств, каналов связи, алгоритмов и т. п. для контроля и управления параметрами энергопотребления.

Самая главная задача на сегодняшний день является экономичное использование существующего электрического оборудования и разработка нового с улучшенными параметрами. К примеру, силовые трансформаторы, которые устанавливают на ПС, должны выбираться исходя из графика суточных нагрузок потребителей с учетом сезонных неравномерностей потребления. Необходимо избегать чрезмерного завышения или занижения мощности трансформаторов. Улучшение расчета параметров обеспечивается обучением работающего персонала, повышение их квалификации либо автоматизации получения, обработки данных и вывода полученной информации, как следствие - автоматический выбор необходимого оборудования. Равномерное распределение нагрузки обеспечивается точным учетом электроэнергии преобразований на ПС.

Цель данной работы состоит в :

- систематизации, закреплении и углублении теоретических и практических знаний по общетехническим и специальным дисциплинам по направлению профессиональной подготовки;

- формировании навыков использования полученных в ВУЗе знаний, во время решения конкретных практических и научно-технических задач;

- приобретение опыта выполнения технической документации - пояснительной записки и чертежей соответственно к условиям действующих стандартов;

- приобретение опыта проведения финансовой оценки проектов;

- приобретение опыта анализа полученных результатов, формирования выводов и публичной защиты выполненной работы.

Основной задачей данной работы является расчет электрической сети, а именно: определение активных, реактивных и полных мощностей цепей сети, потерь мощностей в цепях сети, напряжений в узлах сети.

Также к задачам выполняемой работы относятся: расчет электрической части подстанции, расчет электромагнитных переходных процессов в электрической сети, расчет релейной защиты на выбранном трансформаторе.

В процессе выполнения работы произведен расчет электрической системы содержащей: источник питания, линии электропередач, трансформаторы, потребители электрической энергии.

Данная распределительная сеть является кольцевой, так как линии электропередач замкнуты в кольцо, для улучшения процесса передачи электроэнергии. От сети получают питание 3 потребителя. 1-ый и 3-ий потребители являются электро приемниками 2-й категории, т.к. питаются от одного трансформатора, а 2-ой потребитель относиться к 1-ой, т.к. получает питание по двум линиям через 2 трансформатора.

Глава 1. Расчет электрической сети

Рисунок 1.1 - Однолинейная электрическая схема соединений заданной электрической сети.

Таблица 1.1 - Параметры проводов линий.

Линия

Л-1

Л-2

Л-3

Л-4

Длинна линии

60

30

20

150

Марка и сечение провода

АС-240

АС-240

АС-185

АС-240

Таблица 1.2 - Параметры потребляемых нагрузок.

Нагрузка

S-1

S-2

S-3

80+j40

80+j30

30+j20

1.1 Выбор трансформаторов и проводов линий

По литературе [2] выбираем провода линий и их параметры и сводим их в таблице 1.2.1

Таблица 1.2.1 - Марка и сечение проводов линий

Линия

Л-1

Л-2

Л-3

Л-4

Марка и сечение провода

АС-240/32

АС-240/32

АС-185/29

АС-240/32

Параметры проводов

Ro, Ом/100км

0,12

0,12

0,162

0,12

Xo, Ом/100км

0,405

0,405

0,413

0,405

Bo, Ом/100км

2,81·10-6

2,81·10-6

2,75·10-6

2,81·10-6

По литературе [1] и [2] выбираем типы и параметры трансформаторов:

Таблица 1.1.2 -Паспортные данные трансформаторов.

Тип трансформатора

Номинальные параметры

Sном МВА

Uвн, кВ

Uсн, кВ

Uнн, кВ

?Рх, кВт

?Рквс, кВт

?Рквн, кВт

?Рксн, кВт

Uквс %

Uквн

%

Uксн %

Iх, %

?Qх,кВАр

Т-1

АТДЦН-250000/220/110

250

230

121

10,5

145

520

430

390

11

32

20

0,5

--

Т-2

ТДН-63000/110

63

115

--

38,5

50

--

245

--

--

10,5

--

0,5

315

Т-3

ТД-4000/110

40

121

--

10,5

50

--

160

--

--

10,5

--

0,7

260

1.2 Определение параметров схемы замещения линий и трансформаторов

По формулам, взятым из [6], находим:

Для трансформатора Т-1 (табл. 1.2.2) находим сопротивления обмоток. Для этого рассчитаем потери мощности и напряжения короткого замыкания для каждой обмотки. Мощности короткого замыкании для каждой обмотки:

?РКВ=0,5(?РКВ-С+?РКВ-Н-?РКС-Н)=0,5(520+430-390)=280 кВт;

?РКС=0,5(?РКВ-С-?РКВ-Н+?РКС-Н)=0,5(520-430+390)=240 кВт;

?РКН=0,5(-?РКВ-С+?РКВ-Н+?РКС-Н)=0,5(-520+430+390)=150 кВт;

Находим напряжения короткого замыкания для каждой обмотки:

UКВ=0,5(UКВ-С+UКВ-Н-UКС-Н)=0,5(11+32-20)=11,5%;

UКС=0,5(UКВ-С-UКВ-Н+UКС-Н)=0,5(11-32+20)0%;

UКН=0,5(-UКВ-С+UКВ-Н+UКС-Н)=0,5(-11+32+20)=20,5%;

Рассчитаем активные сопротивления обмоток высшего, среднего и низшего напряжения:

= Ом;

= Ом;

= Ом;

Рассчитаем реактивные сопротивления обмоток высшего, среднего и низшего напряжения:

= Ом;

;

= Ом;

По данным таблицы 1.2.2 рассчитаем потери холостого хода:

?Sхх1==0,145+j1,25.

Коэффициент трансформации между обмотками высшего и среднего напряжения:

.

Коэффициент трансформации между обмотками высшего и низшего напряжения:

Для двух параллельных трансформаторов Т-2 по данным табл. 1.2.2 находим активное сопротивление обмотки:

Ом;

и реактивное сопротивление обмотки:

Ом.

Потери холостого хода:

?Sхх2==0,05+j0,315.

Коэффициент трансформации:

Для трансформатора Т-3 по данным табл. 1.2.2 и по литературе [2] находим:

Активное RТ=1,46 Ом и реактивное ХТ=38,4 Ом сопротивления обмоток, а также рассчитаем потери холостого хода

?Sхх3==0,05+j0,28.

Коэффициент трансформации

Расчёт сопротивлений и зарядной мощности линий проводов проводим по формулам, взятым из [5]:

RЛ=R0·L - активное сопротивление линии;

ХЛ=Х0·L - реактивное сопротивление линии;

ВЛ=В0·L - проводимость линии;

- зарядная мощность линии;

ZЛ=RЛ+ХЛ - полное сопротивление линии.

Рисунок 1.2.1 - Схема замещения для расчета сети в нормальном режиме.

Тогда сопротивления участков сети и зарядные мощности линий (рис. 1.2.1), рассчитанным по вышеприведённым формулам, сведём в таблице 1.2.1.

Таблица 1.2.1 - Расчетные данные параметров проводов линий

Z12, Ом

9,08+j32,63

?QЛ1

1,02

Z2B, Ом

0,237+j24,334

?QЛ2

0,51

ZC3, Ом

0,203

?QЛ3

0,333

ZH6, Ом

0,127+j43,378

?QЛ4

9,44

Z34, Ом

7,2+j24,3

Z45, Ом

1,46+j38,4

Z37, Ом

3,6+j12,15

Z47, Ом

3,24+j8,26

Z78, Ом

3,73+j10,85

1.3 Определение приведенных к стороне ВН нагрузок трансформаторных подстанций

Нагрузка к стороне ВН на подстанции с Т-3

Потеря мощности на участке 4-5:

МВА;

мощность на обмотке трансформатора Т-3:

S45=S3+?S45=30+j20+0,039+j1,03+0,16+j0,26=30,2+j21,29 МВА.

Нагрузка к стороне ВН на подстанции с Т-2

Потери мощности на участке 7-8:

МВА;

мощность на обмотке трансформатора Т-2:

S78= S2+?S78=80+j30+0,56+j1,64+0,05+j0,315=80,61+j31,96 МВА.

Нагрузка к стороне ВН на подстанции с Т-1

Мощность на обмотке высшего напряжения:

=SН6+SС3=100,04-j81,18+112,02+j56,83=212,06-j24,35 МВА;

потери мощности в обмотке высшего напряжения:

МВА;

мощность, которая подаётся на обмотку высшего напряжения:

S2В=+?S2В=212,06-j24,35+0,22+j22,91=212,28-j1,44 МВА.

1.4 Расчет режима разомкнутой сети

Находим мощности во всех участках сети (рис.1.3.1)

Потеря мощности на участке 4-5:

МВА;

мощность на обмотке трансформатора Т-3:

S45=S3+?S45=30+j20+0,039+j1,03+0,16+j0,26=30,2+j21,29 МВА.

Мощность в начале участка 4-7:

= S45-j?Qл3=30,2+j21,29-j0,33=30,2+j20,96

Потери мощности на участке 4-7:

МВА;

мощность в начале участка 4-7:

S47= S3+?S45=30,2+j21,29+0,09+j0,23 =30,29+j21,52 МВА.

Потери мощности на участке 7-8:

МВА;

мощность на обмотке трансформатора Т-2:

S78= S2+?S78=80+j30+0,56+j1,64+0,05+j0,315=80,61+j31,96 МВА.

Мощность в конце участка 3-7:

=S78+S74-j?Qл2=80,61+j31,96+30,29+j21,52-j0,51=110,9+j52,97 МВА;

потеря мощности на участке 3-7:

МВА;

мощность в начале участка 3-7:

S37= +?S37=110,9+j52,97+1,12+j3,79=112,02+j56,76 МВА.

Потери мощности в обмотке среднего напряжения трансформатора

Т-1(рис. 1.3.1.):

МВА;

мощность на средней обмотке трансформатора:

SС3= S37+?S37=112,02+j56,76+0,07=112,02+j56,83 МВА.

Потери мощности в обмотке низшего напряжения трансформатора Т-1:

МВА;

мощность на обмотке низшего напряжения трансформатора Т-1:

SН6= S1+?SН6=100-j95+0,04+j13,82=100,04-j81,18 МВА.

Мощность на обмотке высшего напряжения:

=SН6+SС3=100,04-j81,18+112,02+j56,83=212,06-j24,35 МВА;

потери мощности в обмотке высшего напряжения:

МВА;

мощность, которая подаётся на обмотку высшего напряжения:

S2В=+?S2В=212,06-j24,35+0,22+j22,91=212,28-j1,44 МВА.

Мощность в конце участка 1-2:

= S2В-j?Qл4=212,28-j1,44-j9,44=212,28-j10,88 МВА

Потеря мощности в участке 1-2:

МВА;

мощность в начале участка 1-2:

S12=+?S12=212,28-j10,88+8,48+j30,46=220,76+j19,58 МВА.

1.5 Расчёт режима замкнутой сети

Напряжения во всех узловых точках сети принимаются равными номинальному. При этом условии находится распределение мощностей с учетом потерь в сети.

Потери мощности и саму мощность в участке находим по формулам, взятым из [5]:

;

.

Находим мощности во всех участках сети (рис. 1.3.1.)Мощности в линии в конце участка будем обозначать со штрихом, а в начале участка - без штриха. Ветвь намагничивания трансформаторов учитывается в схеме замещения полностью

1.6 Расчёт разомкнутой части сети

Потеря на обмотках трансформатора Т-3:

МВА;

мощность на обмотках трансформатора Т-3:

S45=S3+?S45+?Sxx3= 30+j20+0,04+j1,03+0,16+j0,26=30,2+j21,29 МВА.

Потеря мощности на обмотках трансформатора Т-2:

МВА;

мощность на обмотках трансформатора Т-2:

S78=80+j30+0,75+j1,56+0,05+j0,315=80,8+j31,87 МВА.

Потеря мощности на обмотке низшего напряжения трансформатора Т-1:

МВА;

мощность на обмотке низшего напряжения трансформатора Т-1:

SН6=80+j40+0,02+j7,17=80,02+j47,17 МВА.

1.7 Расчёт замкнутой части сети

Рисунок 1.7.1- Схема замещения расчета мощностей замкнутого контура.

Исходными примем мощности, которые были рассчитаны ранее:

S4р=30,2+j21,29 МВА;

S7р=80,8+j31,87 МВА.

Определим сопротивления линий 3-4, 4-7, 3-7, приведённые к высшему напряжению сети 220 кВ:

Ом;

=(3,6+j12,15)·=14,4+j48,6 Ом;

= (3,24+j8,26)· =12,3+j33,04 Ом.

Рассчитаем потокораспределение в контуре, соединяющего узлы 3, 4, 7, без учёта потерь, используя обобщённое контурное уравнение:

Задаёмся неизвестным потоком мощности S34 и выражаем остальные потоки через эту мощность (рис.1.7.1.).

Мощность в линии 4-7:

S47=S34-S45;

Мощность в линии 7-3:

S73=S47-S78=S34-S45-S78.

В данном участке нет трансформаторов, поэтому правая часть в контурном уравнении будет равна нулю. Тогда по обобщённому контурному уравнению получим следующее выражение:

S34+ S47+ S73=S34(++)-S45(+)-S78,

Отсюда мощность в участке 3-4:

МВА;

мощность в участке 4-7:

S47=-(30,2+j21,29)=5,48+j1,03 МВА;

мощность на участке 7-3:

S73= 5,48+j1,03-(80,8+j31,87)=-75,32-j30,84 МВА.

На рисунке 1.7.1 мощность S73 направлена не верно, т.к. в расчёте получили активную и реактивную составляющие со знаком „-”. Поэтому на схеме изменяем направление этой мощности на противоположное и рассчитуем потокораспределение мощности в контуре 3-4-7 с учётом потерь, для чего находим точку потокораздела мощности (рисунок 1.7.2.).

Рисунок 1.7.2 - Точка потокораздела мощностей.

Мощность в конце участка 3-7:

Потери мощности в участке 3-7:

МВА;

мощность на участке 3-7:

МВА.

Мощность в конце участка 4-7:

Потери мощности в участке 4-7:

МВА;

мощность на участке 4-7:

МВА.

Мощность в конце участка 3-4:

МВА;

потери мощности в участке 3-4:

МВА;

мощность на участке 3-4:

S34=36,04+j20,98+0,26+j0,87=36,3+j21,85 МВА.

Мощность на выходе с обмотки низшего напряжения трансформатора Т-1 (рис. 1.8.2.):

=S34+=36,3+j21,85+75,81+j31,99=112,11+j53,84 МВА;

МВА;

мощность на обмотке среднего напряжения:

SC3==112,11+j53,84+0,06=112,11+ j53,9 МВА;

Мощность на выходе с обмотки высшего напряжения трансформатора Т-1:

=SC3+SH6=112,11+ j53,9 +80,02+j47,17=192,13+j101,07 МВА;

потери мощности на обмотке высшего напряжения:

МВА;

мощность на обмотке высшего напряжения:

S2B=+?S2В+?Sхх1=192,13+j101,07+0,23+j23,7+0,145+j1,25=

=192,51+j126,02 МВА.

Мощность в конце участка 1-2:

=S2B -j?Qл4=192,51+j126,02-j9,44=192,51+j116,58 МВА.

Потери мощности на участке 1-2:

МВА;

мощность в начале участка 1-2:

S12=S12'+?S12 =192,51+j116,58+9,5+j34,15=202,01+j150,73 МВА.

Глава 2. Расчет электрической части подстанции

Для выполнения необходимо: по номинальным параметрам (с учетом действия токов КЗ) произвести выбор выключателей подстанции Т-2 в распределительных устройствах (РУ) для всех классов напряжений. Дать краткое описание выбранных выключателей.

Исходные данные согласно варианта Тип трансформатора ТДН-63000/110Мощность трансформатора S=63МВАНапряжение U=115кВСопротивление трансформатора Х=21.7 Ом Длинна линии LW1=30 км Длинна линии LW2=20 км Сопротивление линии XW1=12.5 Ом Сопротивление линии XW2=8.26 Ом Мощность системы Sc=125.99КВАСопротивление системы Xc=43.4 Ом

2.1 Выбор главной схемы электрических соединений подстанций

Главная схема электрических соединений должна удовлетворять следующим требованиям: - обеспечивать надежность электроснабжения в нормальных и послеаварийных режимах; - учитывать перспективы развития; - допускать возможность расширения; - обеспечивать возможность выполнения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы и без отключения присоединений.

При этом следует применять простейшие схемы. Для тупиковой схемы рекомендуется применять схему «два блока с выключателем в цепях трансформатора и неавтоматической перемычкой».

Так как рассматриваемое РУ имеет малое число присоединений - то целесообразно применить упрощенную схему без сборных шин с короткими перемычками между присоединениями.

Рисунок 2.1.1 - Схема электрических соединений подстанции.

2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Выбрать число и мощность трансформаторов собственных нужд. Выбрать измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Приёмниками собственных нужд являются оперативные цепи, электродвигатели системы охлаждения силовых трансформаторов, освещения и электроотопления помещений, электроподогрев коммутационной аппаратуры и т.д.

Суммарная расчётная мощность приёмника собственных нужд определяется с учётом коэффициента спроса. Расчёт мощности приёмника собственных нужд приведён в таблице 2.2.1.

Таблица 2.2.1 - Расчет мощности приёмника собственных нужд

№п/п

Наименование потребителя

Кол-во единиц

Мощность единиц, кВт

Коэф. спроса

cos ?

Потребляемая мощность, кВт

1

Охлаждение трансформаторов

2

3

0,82

0,82

5,72

2

Подогрев высоковольтных выключателей наружной установки

2

1,8

1

1

3,6

3

Подогрев приводов разъединителей наружной установки

6

0,6

1

1

3,6

4

Отопление, освещение, вентиляция закрытого РУ

1

5

0,65

0,95

3,42

5

Освещение РУ

1

2

0,65

0,93

1,35

Суммарная нагрузка собственных нужд, кВА

17,7

На подстанции предусматривается установка двух трансформаторов собственный нужд номинальная мощность выбирается из условий:

SТСН>SСН,

где SТСН - мощность трансформатора собственных нужд, кВА; SСН - мощность потребителей собственных нужд, кВА.

Поскольку SСН=17,7 кВА, то берём мощность трансформатора собственных нужд равной 25 кВА. Ремонтную нагрузку подстанции берём равной 20 кВА. При подключении такой нагрузки на один трансформатор допускается его перегрузка на 20%.

Мощность трансформатора для обеспечения питания нагрузки собственных нужд с учётом ремонтных нагрузок:

SТСН===31,42 кВА.

Стандартная мощность трансформатора 40 кВА. Окончательно для питания потребителей собственных нужд принимаем два трансформатора.

Рисунок 2.2.1 - Силовой трансформатор ТМ.

1 -- болт заземления, 2 -- бак, 3 -- воздухоочиститель, 4 --расширитель, 5 и 6 -- проходные изоляторы вводов 6 и 0,4 кВ, 7 -- термосифонный фильтр, 8 -- выемная часть, 9 -- радиатор

2.3 Расчет токов короткого замыкания

Значения токов короткого замыкания необходимы для правильного выбора оборудования на сторона 115 кВ и 10 кВ. Подстанция питается по двум тупиковым линиям. схемы замещения для расчета токов короткого замыкания приведена на рис. 2.3.1. Расчет токов короткого замыкания выполним в именованной системе единиц. Мощность короткого замыкания на шинах 115 кВ центра питания составляет Sc=125.99 МВА

Рисунок 2.3.1 - Схема замещения для расчета токов короткого замыкания.

Сопротивления системы равно.

Xc=115*115/125.99=104.969 Ом. Сопротивление работающих линий XL= 8.26/2=4.13 трансформаторов XT= 21.7/2=10.85

Периодическая составляющая ТКЗ в точке

Ik1=115/(104.969+4.13)=1.054кА

тоже в точке  приведенная к напряжению высшей стороны

=115/( 104.969 +4.13+10.85)= 0.959кА

реальный ТКЗ в точке

= 0.959*(115/10)=11.026кА

Ударный ток

В точке = 2.4кА

В точке= 25.104кА

Допустим, что амплитуда ЭДС и периодическая составляющая ТКЗ неизменны по времени, поэтому через время, равное времени отключения=1.054 кА для точки ;=11.026 кА для точки ;

Апериодическая составляющая ТКЗ к моменту расхождения контактов выключателя;

=1,41·1.054·= 0.135кА=1,41·11.026·= 2.099 кА

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей для =0,025 с для  =0,05 с. Интеграл Джоуля для =1.054·1.054·(0,06+0,025)= 0.094кдля =11.026·11.026·(0,1+0,05)= 18.234 кРезультаты расчета сведены в табл.2.3.1.

Таблица 2.3.1- Расчетные данные токов кз.

Токи короткого замыкания

ТКЗ в нач. момент временикА

Ударный ТКЗ , кА

ТКЗ в момент расхода контактов выключат. кА

Апериод. составл. ТКЗ,  кА

Интеграл Джоуля , к

Шины 115 кВ()

1.054

2.4

1.054

0.135

0.094

Шины 10 кВ ()

11.026

25.104

11.026

2.099

18.234

2.4 Выбор высоковольтных электрических аппаратов РУ и токоведущих частей

Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условию длительного режима роботы и проверяются по условиям коротких замыканий. При этом для аппаратов производятся:

1. выбор по напряжению;

2. выбор по нагреву при длительных токов?

3. проверка на электродинамическую стойкость;

4. проверка на термическую стойкость;

5. выбор по исполнению (для наружной или внутренней установки);

Выбору подлежат: выключатели на стороне высшего напряжения; вводные выключатели на стороне 10 кВ; секционные выключатели на стороне 10 кВ; выключатели отходящих линий 10 кВ; разъединители высшего напряжения; трансформаторы типа и напряжения 110 кВ и 10 кВ; ошиновка распределительных устройств 110 кВ и 10 кВ. Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо определить токи нормального и послеаварийного режима. Определение токов производится для случая установки на подстанции силового трансформатора. Рассчитанного согласно графику нагрузки подстанции.

Максимальный ток на внешней стороне

=(1.4*63*1000)/(1.73*115)= 443.327А.

Ток в цепи вводных выключателей на стороне 10 кВ

=(1.4*63*1000)/(1.73*10*2)= 2549.133

А ток в цепи секционного выключателя

=(0.7*63*1000)/(1.73*10)= 2549.133

А ток в цепи отходящей линии

=173,2 А

на стороне высшего напряжения рекомендуется установка элегазовых выключателей типа S1-145-F3/4031. выбор выключателей приведен в таблице 2.3.1 Каталожные параметры выключателя взяты из [5].

Таблица 2.4.1 - Выбор выключателя на стороне 115 кВ

Условие выбора

Расчетные значения

Каталожные значения

115 кВ

110 кВ

443.327 А

2000 А

1.054 кА

40 кА

2.4 кА

102 кА

1.054 кА

31,5 кА

0.135 кА

15,99 кА

0.094 кА2с

112 кА2с

Выбранный выключатель должен полностью удовлетворять условиям выбора .Выбираем ВВБМ - 110Б - 31,5/2000У1 (См. Рис. 2.4.1):UНОМ=110 кВ, IНОМ= 2000 А, IНОМ.ОТКЛ.=31,5 кА,IСКВ.Пр.=40 кА, IСКВ=102 кА, IТ=40 кА, t откл = 0,07 сек. =36%.Iа ном.= ·IНОМ.ОТКЛ./100=1,41·36·31,5/100=15,99 кА,=402·0,07=112 кА2с.

На стороне низкого напряжения рекомендуется выбирать вакуумные выключатели. t - Расчетное время расхождения контактов после начала КЗ. Для выключателей на высшей стороне t = 0,06 с, на низшей стороне t = 0,1 с.В точке  к АВ точке  кА

ВВБМ -- воздушные выключатели с металлическими гасительными камерами. Выключатели имеют двухразрывные дуго-гасительные устройства одностороннего дутья. Камеры (резервуары) постоянно заполнены сжатым воздухом и находятся под высоким потенциалом. Напряжение подводится к камерам через эпоксидные вводы, защищенные снаружи фарфоровыми покрышками.

Рисунок 2.4.1 - Выключатель серии ВВБМ

Таблица 2.4.2 - Выбор выключателей в цепи трансформатора на стороне 10 кВ.

Условие выбора

Расчетные значения

Каталожные значения

10 кВ

10 кВ

2549.133 А

2000 А

11.026 кА

40 кА

25.104 кА

54,6 кА

11.026 кА

40 кА

2.099 кА

11,28 кА

18.234 кА2с

17,92 кА2с

Выбираем ВВУ-10tоткл = 0,07 сек. =20%.Iа ном.= ·IНОМ.ОТКЛ./100=1,41·20·40/100=11,28 кА,=162·0,07=17,92 кА2с.

ВВУ -- воздушный выключатель усиленный по скорости восстанавливающегося напряжения. Половина разрывов выключателей типа ВВУ-10 шунтирована низкоомными резисторами. При отключении оба главных разрыва камеры этого выключателя размыкаются одновременно. После погасания дуги на разрыве, шунтированном резистором, другой разрыв отключает сопровождающий ток, ограниченный этим резистором.

Таблица 2.4.3 - Выбор секционного выключателя на стороне 10 кВ.

Условие выбора

Расчетные значения

Каталожные значения

10 кВ

10 кВ

2549.133 А

3150 А

11.026 кА

120 кА

25.104 кА

45 кА

11.026 кА

45/20 кА

2.099 кА

18.234 кА2с

303,75 кА2с

Рекомендуется установку вакуумных выключателей типа VM 1S-10-40/3150-42Выбираем МГГ - 10 - 3150 - 45У3.

Выключатели серии МГГ (выключатель масляный генераторный) -- маломасляные на большие номинальные токи, имеют два разрыва на полюс и два параллельных токоведущих контура: главный и дугогасительный. При включенном положении выключателя оба контура работают параллельно, при этом преобладающая часть тока проходит через главный контур, имеющий значительно меньшее сопротивление, чем дугогасительный. При отключении выключателя контакты главного контура размыкаются раньше контактов дугогасительного.

Подвижные контакты главного и дугогасительного контуров каждого полюса выключателя смонтированы на общей траверсе. Неподвижные контакты главного контура смонтированы на крышках баков, а неподвижные контакты дугогасительного контура (розеточные контакты) -- внутри этих баков. Полюсы выключателя устанавливаются на общей раме, внутри которой укреплены блок отключающих пружин, пружинные и масляные буферы. Дугогасительным устройством является камера продольно-поперечного дутья. В таблице 2.4.3 приведен выбор разъединителей на стороне 110 кВ. разъединители необходимы с одним и двумя комплектами заземляющих ножей.

Таблица 2.4.3 - Выбор разъединителей 110 кВ.

Условие выбора

Расчетные значения

Каталожные значения

115 кВ

110 кВ

443.327 А

1000 А

2.4 кА

80 кА

0.094 кА2с

2977/992 кА2с

Рекомендуется принять к установке на стороне 110 кВ разъединители типа РНД31-110/1000 УХЛ1 и РНД 32-110/1000 УХЛ1

РНД (3) - 110/1000У

UНОМ=110 кВ, IНОМ= 1000 А, IСКВ.Пр.=80 кА, IТr =31.5 кА, tТЕРr = 3 сек. IТз =31.5 кА, tТЕРз = 1 сек. ()r=31,52·3=2977 кА2с.()з=31,52·1=992 кА2с.

2.5 Выбор электроизмерительных трансформаторов тока и напряжения

Для подключения электроизмерительных приборов и устройств релейной защиты необходима установка трансформаторов тока и напряжения. В настоящем проекте релейная защита детально не разрабатывается, поэтому проверку трансформаторов по вторичной нагрузке выполняем с учётом подключения только измерительных приборов. В цепи силового трансформатора со стороны низшего напряжения амперметр, вольтметр, варметр, счётчики активной и реактивной энергии, на шинах 110 кВ - вольтметр с переключателем для измерения трёх межфазных напряжений, на секционном выключателе 10 кВ - амперметр, на отходящих линиях 10 кВ - амперметр, счётчики активной и реактивной энергии.

Таблица 2.5.1 - Расчёт вторичной нагрузки трансформатора тока.

Нагрузка по фазам

Прибор

Тип

Класс

А

В

С

Амперметр

Э-335

1

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д-350

1,5

0,5

--

0,5

Варметр

Д-345

1,5

0,5

--

0,5

Счётчик активной энергии

СА-3

1

2,5

--

2,5

Счётчик реактивной энергии

СР-4

1,5

2,5

--

2,5

Суммарная нагрузка тока в цепи вилового тр-ра со стороны НН

6,5

0,5

6,5

Суммарная нагрузка тока в цепи секционн. выключат. на НН

0,5

0,5

0,5

Суммарная нагрузка тока в цепи силового тр-ра со стороны ВН

0,5

0,5

0,5

Суммарная нагрузка тока в цепи отходящей линии

0,5

0,5

0,5

Таблица 2.5.2 - Выбор трансформатора тока в цепи силового трансформатора на стороне высшего напряжения.

Условие выбора

Расчетные значения

Каталожные значения

115 кВ

110

443.327 А

50-600

2.4 А

62-124

0.094 А

162,5

1,25 А

4

Для проверки по вторичной нагрузке определяем сопротивление приборов:

Zприб=Zприб==0,02 Ом.

Тогда сопротивление измерительных проводов может быть:

Zпр=Zном-Zприб-ZK

где: Zном - номинальное сопротивление нагрузки, Ом; Zприб - сопротивление приборов, Ом; ZK - сопротивление контактов, Ом.

Сечение соединительных проводов по условиям механической прочности должно быть не менее 4 мм2 для алюминиевых жил. Сечение жил при длине кабеля l=160 м:Zпр=?где ? - удельное сопротивление алюминия, 0,0283 ;F - сечение жил, мм2;F==1,13 Ом. Общее сопротивление токовой цепи:ZН=Zприб+ZK+ZпрZН=0,02+0,1+1,13=1,25 Ом, что меньше 4 Ом, допустимых при работе трансформатора в классе точности 1. Трансформатор тока ТФЗМ-110-У1 соответствует условиям выбора.

Таблица 2.5.3 - Выбор трансформатора тока в цепи силового трансформатора на стороне низшего напряжения.

Условие выбора

Расчетные значения

Каталожные значения

10кВ

10

2549.133 А

2000

25.104 А

--

18.234 А

74,42

1,25 А

4

Проверка по вторичной нагрузке выполняется аналогично. Выбран трансформатор ТШЛ-10К. Шинные трансформаторы тока изготавливают для номинальных напряжений до 20 кВ и токов до 24000 А. В качестве первичной обмотки используется проходная шина. Они могут быть выполнены класса 0,5. В качестве примера на рис 2.5.1 показан шинный трансформатор тока типа ТШЛ-20 (Ш-шинный, Л - литая изоляция).

Рисунок 2.5.1 - Шинный трансформатор тока типа ТШЛ-20.

Магнитопроводы 1 и 2 со встроенными обмотками залиты эпоксидным компаундом и образуют изоляционный блок 3. Блок соединён с основанием 4, имеющего приливы 5 для крепления трансформатора. Проходное окно с размером от 200х200 до 250х250 мм2 рассчитано на установку двух шин коробчатого сечения. Зажимы 6 вторичных обмоток расположены над блоком.

Таблица 2.5.4 - Выбор трансформатора тока на отходящей линии.

Условие выбора

Расчетные значения

Каталожные значения

10кВ

10

2549.133 А

5-200

25.104 А

250

18.234 А

74,42

1,25 А

4

Принимаем к установке трансформатор тока ТЛП-10. Трансформатор тока ТПЛ10-У3:При токах, меньших 600 А, применяются многовитковые трансформаторы тока ТПЛ, у которых первичная обмотка 3 состоит из нескольких витков, количество которых определяется необходимой МДС (рис.2.5.2.).

Рисунок 2.5.2 - Трансформатор тока ТПЛ-10 с двумя магнитопроводами:1 - магнитопровод; 2 - вторичная обмотка; 3 - первичная обмотка; 4 - вывод первичной обмотки; 5 - литой эпоксидный корпус

В качестве трансформаторов напряжения выбираем на стороне 110 кВ трансформаторы НКФ-110-58, на стороне 10 кВ - ЗНОЛ.06-10-У3. Их характеристики приведены в таблице 2.5.5:

Таблица 2.5.5 - Характеристики выбранных трансформаторов напряжения

Тип

Номинальное напряжение обмотки

Номинальная мощность, В·А, в классе точности

Максималь-ная мощность, В·А

первичной, кВ

основной вторичной, В

дополни-тельной, В

0,2

0,5

1

3

ЗНОЛ.06

6/

100/

100:3 или 100

30

50

75

200

400

10/

50

75

150

300

630

15/

50

75

150

300

630

20/

50

75

150

300

630

24/

50

75

150

300

630

НКФ-110-58

110/

100/

100:3

--

400

600

1200

2000

Рисунок 2.5.3 - Каскадный трансформатор напряжения типа НКФ.

Каскадные трансформаторы напряжения изготовляют только однофазные и для наружной установки. На рис.2.5.3 общий вид каскадного трансформатора типа НКФ на напряжение 110кВ.

Активная часть трансформатора размещена в фарфоровом кожухе 1, укрепленном на тележке 2 (для облегчения транспортировки) и заполненном трансформаторным маслом. Кожух имеет металлическую головку 3, играющую роль расширителя.

Начало первичной обмотки присоединено непосредственно к головке - расширителю, который имеет специальный зажим 4 для присоединения трансформатора к установке. Таким образом, отпадает необходимость в проходных изоляторах вводов. Конец первичной обмотки соединен с металлической заземленной тележкой. Для облегчения изоляции внутренних частей трансформатор выполняют в виде каскада из двух элементов. Средняя точка обмотки каждого элемента соединена электрически с сердечником. Таким образом изоляция внутренних частей рассчитана лишь на известную долю от полного номинального напряжения.

2.6 Выбор ошиновки распределительных устройств. (РУ)

Ошиновку в РУ 110 кВ выполняют, как правило, сталеалюминевыми проводами марки АС. при этом сечение шин должно быть не меньше (по условиям коронирования). Выбор сечения осуществляется по длительно допустимому току. Минимальное сечение, исходя из условия термической стойкости, определяется по формуле:

де  

для алюминия.(0.094/0.09)=3.415 мм2

Сечение 3.415 подходит по термической устойчивости, по этому и для ошиновки ПС принимаем АС 70/11 [1].

Ошиновка закрытых РУ 10 кВ выполняется жесткими шинами. Выбор сечения также производится по допустимому току. Жесткие шины должны быть проверены на динамические действия токов КЗ и на возможность возникновения резонансных явлений. Указанные явления не возникают при КЗ, если собственная частота колебаний шины меньше 30 и больше 200 Гц. частота собственных колебаний для алюминиевых шин определяется по формуле:

где -длина пролета между изоляторами =1,5- момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, - поперечное сечение шины,

где b- толщина шины, см.h- ширина шины, см.

Условием механической прочности шин является

;74.895 Мпа<75 Мпа;

где  - расчетное механическое направление в материале шин, МПА.= 75 МПА- допустимое механическое напряжение в материале шин для алюминиевого сплава ДДЗТТ. Расчетное механическое напряжение определяется по формуле

где- момент сопротивления шины; - відстань між фазами.

Таким образом выбранные алюминиевые шины прямоугольного сечения [0.0034х0.034] м, проверены на возможность возникновения резонансных явлений и на динамическую стойкость - и они удовлетворяют необходимые требования.

2.7 Компоновка распределительных устройств 110 кВ и конструкционная часть

Подстанции (ПС) 115кВ сооружают, как правило, открытыми. Их рекомендуется проектировать преимущественно комплектными, заводского изготовления. Сооружение закрытых ПС напряжением 110 кВ, допускается в следующих случаях: Расположение ПС с трансформаторами 16 МВА и выше на служебной территории городов, расположение ПС на территории городов, когда это допускается градостроительными соображениями.

Расположение ПС с большими снежными заносами, в зонах сильных промышленных выбросов и в прибрежных зонах с сильно засоленной атмосферой. На ПС 110 кВ с упрощенными схемами на стороне ВН с минимальным количеством аппаратуры, размещенной в районах с загрязненной атмосферой, рекомендуется открытая установка оборудования ВН и трансформаторов с усиленной внешней изоляцией.

На ПС электроснабжения промышленных предприятий предусматривается водяное отопление, присоединенное к тепловым сетям предприятий. Здания ЗРУ (закрытых РУ) допускается выполнять как отдельно стоящие, так и сблокированными со зданиями РПУ в том числе и по вертикали. КРУЭ напряжением 110 кВ и выше принимают при технико-экономическом обосновании при стесненных условиях, а также в районах с загрязненной атмосферой. Трансформаторы 110 кВ следует устанавливать открытыми, а в районах с загрязненной атмосферой с усиленной изоляцией. В ЗРУ 110 кВ и в закрытых камерах трансформаторов необходимо предусматривать стационарные грузоподъемные устройства или возможность применения грузоподъемных устройств (самоходных, передвижных) для механизации ремонта и технического обслуживания.

Рисунок 2.7.1 - ЗРУ 110 кВ зального типа. Разрез по ячейке воздушной линии: 1 - Выключатель ВНВ-110; 2 - Первая система шин; 3 - Шинные разъединители; 4 - Вторая система шин;5 - Обходная система шин; 6 - Обходной разъединитель;7 - Конденсатор связи; 8 - Линейный разъединитель;

2.8 Компоновка распределительных устройств 6-10 кВ и конструкционная часть

РУ 6-10 кВ для комплектных трансформаторов ПС выполняется в виде КРУН или КРУ, устанавливаемых в закрытых помещения. РУ 6 и 10 кВ закрытого типа (в зданиях, в том числе из УТБ или облегченных конструкций типа панели «сандвич» и др. могут применятся: а) в районах, где по климатическим условиям (загрязнение атмосферы или наличие снежных заносов или пыльных уносов) невозможно применение КРУН; б) при числе шкафов более 25;в) при наличии технико-экономического обоснования. В ЗРУ 6 и 10 кВ рекомендуется устанавливать шкафы КРУ заводского изготовления. Для их ремонта и хранения выкаткой тележки, в ЗРУ следует предусматривать специальное место.

2.9 Заземляющие устройство подстанции

Все электрические части электроустановок, нормально не находящихся под напряжением, но могущие оказаться под ним из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей. Такое заземление называется защитным. Заземление, предназначенное для созданий нормальных условий работы аппарата или электроустановки, называется рабочим.

Для защиты оборудования от повреждения ударом молнии применяется грозо защита с помощью разрядников, стержневых и тросовых молниеотводов, которые присоединяются к грозозащитному заземлению. На подстанциях используется одно общее заземляющее устройство.

Глава 3.Расчет релейной защиты

По назначению в зависимости от ответственности и порядка действия защиты трансформаторов и автотрансформаторов подразделяются на основные, резервные и защиты, действующие на сигнал.

1.Основные защиты реагируют на все виды повреждений трансформатора или автотрансформатора (в дальнейшем - объекта) и действуют на отключение выключателей со всех сторон без выдержки времени.

2.Резервные защиты резервируют основные защиты и реагируют на внешние КЗ, действуя на отключение с двумя выдержками времени: с первой выдержкой времени отключается выключатель одной из сторон низшего напряжения (обычно той, где установлена защита), со второй - все выключатели объекта.

3.Защиты, действующие на сигнал. К этим защитам относятся:

а) защита напряжения нулевой последовательности от замыканий на землю на стороне низшего напряжения (НН); б) МТЗ; в) газовая защита.

3.1 Исходные данные

Тип: ТДН-63000/110

=63МВА

U=115/38,5

Схема соединения: Y / ?

=0,15

=9,59%

=10,5%

=11,46%

3.2 Расчет токов КЗ

Минимальное максимальное напряжение трансформатора

==115(1-0,15)=97,7 (кВ)

==115(1+0,15)=132,25 (кВ)

Минимальное и максимальное сопротивление трансформатора

Минимальные и максимальные коэффициенты трансформации тр-ра

Минимальные и максимальные токи КЗ на сторонах трансформатора

принимаем = 0;

Сопротивление общей нагрузки, приведенной к стороне ВН

Максимальный ток самозапуска на сторонах трансформатора

Рабочий ток на стороне ВН

Коэффициент самозапуска

3.3 Расчет МТЗ линии, которая отходит от шин НН трансформатора

Максимальный ток нагрузки

Ток срабатывания реле

Минимальный ток КЗ, который протекает по обмотке реле

Коэффициент чувствительности защиты

Выдержка времени

Тип реле РТ-40/5.

3.4 Расчет ставок защиты трансформатора

Защита от междуфазных КЗ

Используем продольную дифференциальную токовую защиту с реле типа ДЗТ-11.

Определим средние значения первичных и вторичных токов всех сторон защищаемого трансформатора заносим в табл. 3.4.1.

Таблица 3.4.1

№

п/п

Параметр

Расчетная формула

Численное значение

115 кВ

38,5

1

Первичный номинальный ток

2

Коэффициент трансформации

400/5

1500/5

3

Схема соединения обмоток трансформатора

-

Y

?

4

Схема соединения обмоток трансформатора тока

-

?

Y

5

Вторичный номинальный ток

Определим первичный ток небаланса без учета

Ток срабатывания защиты

Предыдущее значение коэффициента чувствительности

.

3.5 Определение числа витков обмоток реле ДЗТ-11

Таблица 3.5.1

№ п/п

Параметр и расчетная формула

Численное значение

1

2

(витков)

3

WОСН

40(витков)

4

5

6

200•2,5=500(А)

7

(витков)

8

WНЕОСН

61(виток)

9

10

522+11,9=533,9(А)

11

Принятые числа витков:

40(витков)

61(виток)

12

Проверка:

2,5•40?1,63•61

100?99,43

Коэффициент чувствительности защиты при КЗ за трансформатором

Количество витков обмотки торможения

Принимаем число витков равное 9:

3.6 Краткое описание ДЗТ 11

Реле серии ДЗТ-11 характеризуется наличием одной тормозной обмотки в ННТ реле, что дает возможность обеспечить торможение от тока в водном комплекте ( или суммарного тока в одной группе комплектов ) трансформатора тока. Характеристика срабатывания реле при наличии торможения Fраб.= f(Fтор.) неоднозначная и зависит от угла между рабочим Iраб.р. и тормозным Iтор. токами в ННТ реле. Использование тормозной обмотки дает возможность не отстраивать минимальный ток срабатывания защиты от токов небаланса при таких внешних повреждениях, когда имеется торможение, поскольку не действие защиты в этих случаях обеспечивают большую чувствительность защиты.

3.7 Защита от перегрузки

Трансформаторы допускают перегрузку в течение значительного времени. Поэтому при наличии оперативного персонала защита от перегрузки трансформатора действует на сигнал. При его отсутствии на объекте, контроль за перегрузкой трансформатора может осуществляться средствами телемеханики. Защита от перегрузки на объектах без постоянного дежурного персонала может действовать на разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами). Защита от перегрузки согласно ПУЭ устанавливается на трансформаторах мощностью 0,4 мВТ и более. Защита от перегрузки при симметричной нагрузке может осуществляться реле, установленным в одной фазе.

Защита выполняется с помощью одного реле, которое включаем в цепь одного из ТТ МТЗ трансформатора.

Ток срабатывания защиты

Ток срабатывания реле

Время срабатывания защиты

3.8 Защита от повреждений внутри трансформатора

Газовая защита (ГЗ) - это защита от внутренних повреждений трансформатора, сопровождающихся выделением газа, понижением уровня масла в газовом реле, или интенсивным движением потока масла из бака трансформатора в расширитель. Для правильной работы ГЗ корпус трансформатора устанавливается с наклоном 1,5-2% в сторону расширителя. Газовое реле устанавливается в рассечку трубопровода от корпуса трансформатора к расширителю. Газовая защита абсолютно селективна и не реагирует на повреждения вне бака трансформатора Газовая защита трансформатора выполняется двух ступенчатой:

Газовая защита есть очень чувствительной. При серьезных повреждениях трансформатора газовая защита действует мгновенно: 0,1. .0,2 с (при скорости потока масла не меньше чем на 25% выше уставки). Благодаря этим преимуществам газовую защиту (реле РЗТ-80) обязательно устанавливается на всех трансформаторах мощностью 6,3 МВА и больше, а также на всех внутренних цеховых понижаемых трансформаторах, начиная из мощности 630 ква. Допускается монтаж газовой защиты и на трансформаторах от 1 до 4 МВА. На трансформаторах с РПН дополнительно предполагается отдельная газовая защита устройства РПН (реле РЗТ-24)[1].

В комплекте газового реле РЗТ-80 [2] есть три разных пластины, каждая из которых откалибрована на соответствующую скорость потока масла (уставку): 0,6; 0,9; 1,2 м/с. Уставка 0,6 м/с рекомендуется для трансформаторов мощностью до 40 МВА (система охлаждения М i Д). Уставка 0,9 м/с и - для трансформаторов свыше 40 МВА с дутьем (Д). Уставка 1,2 м/с - для трансформаторов любой мощности (Ц i ДЦ).

Глава 4. Расчет величины потерь в линиях (трансформаторах) и разработка мероприятий по снижению

4.1 Расчет потерь в линиях электропередач

Расчетные формулы:

Вариант 1. Воздушные линии:

WP2 + WQ2

ДWP = ------------ Rекв ?10-3 (кВт/ч);

Uн2 ? Тп

WP2 + WQ2

ДWQ = ------------ Хекв ?10-3 (кВАреакт/ч).

Uн2 ? Тп

Вариант 2. Кабельные линии:

WP2 + WQ2

ДWP = ------------ Rекв ? 10-3 (кВт/ч),

Uн2 ? Тп

где: Тп - количество часов работы линии (принимается по количеству часов работы предприятия за расчетный период).

Вариант 3. Процент потерь исчисляется из данных экономической плотности тока и экономической мощности для данной линии по формулам

Р

ДР = Дро ? L; ДP% = -------100%, Рекон

где: Ро - удельные потери мощности на 1 км линии,

Рекон - экономическая мощность линии - принимается согласно Методики по определению потерь.

4.2 Расчет потерь в трансформаторах

Расчетные формулы:

ДWP = ДWPх.х. + ДWPк.з. = Д Рх.х. Тп + Кз2 ДPк.з. Тр (кВт/ч);

ДWQ = ДWQх.х. + ДWQк.з. = ДQх.х. Тп + Кз2 ДQк.з. Тр (кВАреакт/ч),

Sф __________

Кз = ---- ; Sф = v Рф2 + Qф2;

Sн

WPф WQф I х.х. Uк.з.

Рф = ----; Qф = ------; ДQх.х. = Sн -----; ДQк.з. = ------;

Тр Тр 100 100

Тп - календарное число часов в расчетном периоде,

Тр - количество часов работы предприятия в расчетном периоде.

4.3 Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в распределительных сетях

Для объективного технически и экономически обоснованного выбора мероприятий по снижению потерь электрической энергии, а также для определения объемов финансирования сроков реализации должны разрабатываться и утверждаться схемы развития электрических сетей на расчетный период.

4.3.1 Оптимизация схемных режимов

Проводится анализ существующих схем в части построения городских электрических сетей: двух лучевая; петлевая; смешанная с выполнением электрических расчетов и с оценкой двух режимов электрических сетей - для условий годового максимума и минимума нагрузок с учетом определившихся за период эксплуатации точек токораздела в нормальном и в послеаварийном режимах.

Рассчитываются потери электроэнергии в элементах сети, в линиях электропередачи, в трансформаторах. Определяется баланс активной и реактивной мощностей в узлах распределения потоков. Дается оценка эффективности работы сети по потерям электроэнергии, ее качеству у потребителя, загрузке сети реактивной мощностью и ее дефициту, надежности электроснабжения.

С учетом данных о росте нагрузок, существующих потребителей на расчетный период, данных о новых заявленных потребителях, планов городской застройки и перспективного развития формируется, дорабатывается схема развития на расчетный период, а так же ее принципы построения, уточняются точки токоразделов. Вновь выполняются электрические расчеты с оценкой двух режимов электрической сети - для условий годового максимума и минимума нагрузки с составлением нового баланса активной и реактивной мощностей в нормальном и послеаварийном режимах. По результатам электрических расчетов и данных полученных техническим аудитом, характеризующих физическое состояние электротехнического оборудования сетей, определяются объемы работ по его замене, по реконструкции и развитию электрических распределительных сетей, необходимых для приведения их к состоянию, при котором обеспечиваются оптимальные электрические потери, а также адаптация сетей к растущим электрическим нагрузкам.

4.3.2 Перевод электрической сети (участков сети) на более высокий класс напряжения

С появлением в жилищном секторе современных многоэтажных зданий, удельное потребление на квартиру в которых превышает 20кВт, необходимо рассматривать вопрос электроснабжения этих зданий по схеме глубокого ввода, сводя тем самым к минимуму появление новых кабельных линий напряжением 0,38 кВ.

При выполнении электрических расчетов с учетом роста нагрузок необходимо рассматривать возможность перевода участков сети на более высокий класс напряжения. Особенно это касается зон комплексной массовой застройки. Перевод сети на более высокий класс напряжения должен рассматриваться одновременно с режимами работы нейтрали (глухозаземленная или эффективно заземленная через резистор), с такими режимами работы нейтрали имеют меньшие потери электроэнергии за счет отсутствия дополнительного оборудования, необходимого для компенсации больших емкостных токов.

4.3.3 Компенсация реактивной мощности

При разработке схем развития сетей на стадии определения баланса активной и реактивной мощностей в узлах распределения потоков на расчетный период определяется дефицит реактивной мощности. На основании расчетных данных в схеме решаются вопросы необходимого количества устройств компенсации реактивной мощности, а также места их размещения. Приоритетным является размещение компенсирующих устройств непосредственно у потребителя, так как это коренным образом влияет на потери электроэнергии в сети и на ее качество у потребителя. Батарея статистических конденсаторов в данном варианте установки является одновременно и элементом регулирования напряжения.

4.3.4 Регулирование напряжения в линиях электропередачи

Регулирование напряжения на центрах питания должно осуществляется по принципу встречного регулирования. На протяженных фидерах - в целях снижения потерь электроэнергии и обеспечения надлежащего уровня напряжения, в качестве регуляторов напряжения необходимо устанавливать конденсаторные батареи с автоматическим регулированием или вольтодобавочные трансформаторы, также с автоматическим регулированием напряжения.

4.3.5 Применение современного электротехнического оборудования, отвечающего требованиям энергосбережения

Необходимо заменять силовые трансформаторы и трансформаторы собственных нужд в случае, если они обладают большими потерями электроэнергии на перемагничивание сердечников, на трансформаторы с меньшими потерями, а также токоограничивающие реакторы на современные с большими индуктивными сопротивлением к токам К3 и меньшими потерями в нормальном режиме.

Страница:


Подобные документы

  • Расчет параметров режимов и оборудования электрических сетей и мероприятий энергосбережения

    Расчет параметров заданной электрической сети и одной из выбранных трансформаторных подстанций. Составление схемы замещения сети. Расчет электрической части подстанции, электромагнитных переходных процессов в электрической сети и релейной защиты.

    дипломная работа [1,0 M], добавлен 29.10.2010

  • Расчеты потерь мощности и энергии в распределительных электрических сетях

    Расчет и оценка показателей режима электрической сети, емкостных токов, токов короткого замыкания в электрической сети 6–20 кВ. Оценка потерь энергии. Оптимизация нормальных точек разрезов в сети. Загрузка трансформаторных подстанции и кабельных линий.

    курсовая работа [607,6 K], добавлен 17.04.2012

  • Проектирование электрической сети 110 кВ для пяти подстанций

    Разработка схем электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов, трансформаторов. Определение потерь мощности в трансформаторах, баланс активных и реактивных мощностей.

    дипломная работа [1,0 M], добавлен 04.09.2010

  • Расчет и нормирование технологических потерь электроэнергии в электрических сетях г. Новочеркасска и мероприятия по их снижению

    Структура электрических сетей, их режимные характеристики. Методика расчета потерь электроэнергии. Общая характеристика мероприятий по снижению потерь электроэнергии и определение их эффективности. Зависимость потерь электроэнергии от напряжения.

    дипломная работа [2,0 M], добавлен 18.04.2012

  • Расчет режимов работы электрических сетей

    Расчет трансформаторных подстанций, воздушных линий электропередач и кольцевой схемы. Определение потерь напряжений на участках линий, КПД электрической сети для режима наибольших нагрузок. Выбор положения регулировочных ответвлений трансформаторов.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.05.2015

  • Расчет электрической системы на основе схемы замещения

    Схемы замещения и параметры воздушных линий электропередач и автотрансформаторов. Расчет приведенной мощности на понижающей подстанции и электростанции. Схемы замещения трансформаторов ТРДЦН-63 и ТДТН-80. Определение потерь мощности и энергии в сети.

    дипломная работа [2,0 M], добавлен 31.03.2015

  • Разработка проекта электрической сети района

    Разработка конфигураций электрических сетей. Расчет электрической сети схемы. Определение параметров для линии 10 кВ. Расчет мощности и потерь напряжения на участках сети при аварийном режиме. Точка потокораздела при минимальных нагрузках сети.

    курсовая работа [1,0 M], добавлен 14.04.2011

  • Передача и распределение электрической энергии

    Выбор номинальных напряжений сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередач и трансформаторов. Расчет потерь мощностей, падений напряжения. Полные схемы электрических соединений. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии.

    курсовая работа [3,4 M], добавлен 11.06.2014

  • Расчет районной электрической сети

    Разработка электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений, сечений и марок проводов. Определение потерь мощности в трансформаторах. Баланс активных и реактивных мощностей в системе. Выбор схем подстанций.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 16.06.2014

  • Расчет параметров, режимов и оборудования электрических сетей

    Мероприятия по осуществлению энергосбережения в электрической сети. Расчет параметров электрической части подстанции. Выбор коммутационного и измерительного оборудования. Переходные процессы в электрической сети. Основная релейная защита трансформатора.

    дипломная работа [3,0 M], добавлен 29.10.2010

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены